Паровой турбогенератор

Cтраница 1

Паровые турбогенераторы обладают высокой надежностью работы, развивая проектную мощность непрерывно в течение многих тысяч часов работы. [1]

Современные паровые турбогенераторы имеют мощность до 1300 МВт. Обычные паровые котлы или реакторы с газовым или жидкометаллическим теплоносителем могут нагреть производимый пар до температуры 600 С, но более современные высокотемпературные реакторы стандартизировали температуру до 540 С, так как это ведет к уменьшению капитальных затрат и повышает надежность. То же самое касается использования двойного перегрева пара, приводящего к значительному увеличению сложности конструкции, поэтому в качестве оптимального решения на современных реакторах принят однократный перегрев. Для рециркуляционных паровых барабанов-сепараторов на современных реакторах давление пара также стандартизировано и имеет значение 168 5 бар. Это наивысшее давление, при котором может быть получена допустимая сепарация влажного пара. Котлы, в которых не происходит перегрева пара, могут работать при этом или более высоком давлении. Давление же, при котором происходит перегрев пара, существенно ниже и составляет 41 бар. Корпуса высокого давления ограничивают рабочую температуру водо-во-дяных реакторов 300 С. [2]

Очень часто паровые турбогенераторы работают параллельно на одну электрическую сеть. При включении турбин на араллельную работу для синхронизации необходимо изменять число оборотов. [3]

Схема гидродинамического регулирования ВТИ-ЛМЗ. [4]

Очень часто паровые турбогенераторы работают параллельно и передают мощность в одну электрическую сеть. [5]

В паровых турбогенераторах существенное влияние на их разгон может также оказывать запас горячего конденсата в подогревателях воды. [6]

Регулирование скорости парового турбогенератора, которая должна быть постоянной при любых нагрузках. [7]

Схема установки воздухо - и газоохладителей турбогенератора. 1 - ось турбогенератор.. 2 - воздухоохладитель. 3 - вертикальный гаэоохладитель, вмонтированный в корпус турбогенератора. [8]

Для смазки подшипников паровых турбогенераторов и регулирующих механизмов применяется особое турбинное масло. [9]

Средняя емкость масляной системы паровых турбогенераторов в зависимости от их мощности представлена на фиг. [10]

Тепловая экономичность электростанции с паровыми турбогенераторами зависит главным образэм - от вида и параметров теплового цикла использования тепла отработавшего пара, степени совершенства оборудования котельной и машинного зала и эксплоатацион-ных режимов. [11]

Весьма перспективным направлением признана установка паровых турбогенераторов малой мощности в промышленных котельных, особенно в случаях использования мазута и твердого топлива. Турбины работают вместо дросселирующих устройств - редукционно-охладительных установок ( РОУ), на перепаде давлений пара от котла до промышленного отбора, либо теплообменника. По данным внедренческих предприятий, единичные мощности отечественных противодавленческих турбин этого класса составляют от 250 кВт до 3 - 5 МВт. Если он работает в среднем более 5000 часов в год, то окупается за 3 года. Установка турбин параллельно дросселирующим устройствам позволяет получить электроэнергию, которая примерно в 8 раз дешевле покупной. Паросиловые установки малой мощности могут применяться не только для привода электрогенератора, но и для приведения в действие агрегатов собственных нужд котельных всех типов, работающих на паре промышленных параметров. Аналогично для этих же целей в газовых котельных взамен части котлов могут быть установлены теплофикационные ГТУ. [12]

Средний годовой расход масла в паровых турбогенераторах ( рис. 116 - 117) слагается из расхода масла на долив и пополнение потерь при его смене и восстановлении ( регенерации) и из расхода промывочного масла при ревизии турбогенераторов. [13]

Средний годовой расход масла в паровых турбогенераторах слагается из расходов масла на долив и на пополнение потерь масла при его смене и восстановлении и из расхода промывочного масла при ревизии турбогенераторов. [14]

Средний годовой расход масла в паровых турбогенераторах ( рис. 1IG - - U7) слагается из расхода масла на долив и пополнение потерь при его смене и восстановлении ( регенерации) и из расхода промывочного масла при ревизии турбогенераторов. [15]

Страницы: 1 2 3